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近年来，零碳园区持续升温，成为地方竞逐的“金字招牌”。
2025年7月，国家发展改革委等部门印发《关于开展零碳园区建设的通知》（以下简称《通知》），系统部署了零碳园区建设的重点任务、指标体系与核算方法。同年12月，首批52个国家级零碳园区建设名单公布，覆盖全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团。2026年，全国两会《政府工作报告》对于“零碳园区”的表述从此前的“建立一批”升级为“深入推进”，提出“十五五”期间建成100个左右国家级零碳园区。政策端已将零碳园区推至能源转型与产业升级的主舞台。
国家级零碳园区建设“起跑令”已发出，各地方也密集发布省级零碳园区培育名单，零碳园区分层级、广覆盖的建设格局全面铺开。在出口大省，零碳园区是帮助企业应对碳关税的“合规抓手”；在资源型省份，它是承接产业转移、拉动绿电开发的“招商招牌”。对地方政府而言，零碳园区已成为整合政策资源、应对“双碳”考核、撬动社会资本的系统工程。
入选国家级零碳园区建设名单，这既是一张含金量十足的“入场券”，更意味着一场复杂而艰巨的硬仗。“申报积极、落地遇阻”是当前零碳园区发展的阶段性特征：一些地区在申报阶段积极卡位，但在实施阶段，项目实质性推进面临的考验超出预期。
是金字招牌，亦是棘手难题
零碳园区所需达到的降碳强度，从国家提出的指标要求中可见一斑。《国家级零碳园区建设指标体系（试行）》中提出的核心指标在于单位能耗碳排放，要求年综合能源消费量20万至100万吨标准煤的园区≤0.2吨/吨标准煤，100万吨标准煤以上的园区≤0.3吨/吨标准煤，这相当于当前我国园区平均单位能耗碳排放水平的1/10。首批入选园区建设时间以2025年为起点，建设周期3~6年不等。时间紧、任务重，经济可行性、技术整合、管理协同等方面均存在巨大挑战。
在首批入选国家级零碳园区名单的52个园区中，仅6个为整体园区，其余46个均为“园中园”——即在现有成熟园区内划定一块相对独立的区域进行零碳改造。目前，多数园区无法实现整体零碳，通过划定“园中园”实现局部零碳先行，成为一个相对务实的选择。
一位参建首批国家级零碳园区的从业人士向记者透露，园区管委会基本按周或双周的频率调度项目推进，“重视程度之高前所未有”。亦有部分园区在申报时一些基础条件没有落实好，迟迟难有进展。
比如，一些尚未完成招商的园区，负荷和产业基础都不确定，要达到90%的降碳强度，难度远超预想。“我们属于园中园里规模比较小的，但优势是产能规划非常清晰，用能数据相对确定，因此落地的实际效果可能与前期谋划出入不大。”前述从业人士告诉记者，“部分园区如果负荷还存在较大增量，甚至招商尚未启动，本地绿电供给难以匹配负荷需求，就会存在较大的落地偏差。建议申报前先把风光资源、产业碳排、增量负荷等‘家底’摸清，夯实基础数据，才能判断这个园区到底有没有条件做零碳。”
此外，记者了解到，一些地方在申报中将海上风电作为核心绿电资源纳入方案，但项目实际推进时，受制于跨部门审批流程复杂，绿电资源难以落地；部分园区虽然周围风光资源禀赋不错，但配网承载能力跟不上，源网协调难度大；一些园区存量包袱太重，老旧厂房、输油输气管网等基础设施年久失修，电气化改造比新建还难；各方诉求不一，园区管委会要应对考核、入驻企业要降本、电网公司要安全、能源服务商要利润，园区不同企业用能习惯与降碳意愿也不一致，统一规划、统一调度的难度不小。
“核心困境可以用一句话概括：角色、利益、风险三件事没对齐。”北京中创碳投科技有限公司董事长唐人虎分析道，“比如，开发主体方面，管委会或平台公司做业主，但不具备电力调度和碳资产运营能力，建成了转不动；再如，复合型服务供给不足，市场上能同时做规划、运营、碳管理的团队很少，分段外包的结果是接口断开、效果打折。零碳园区落地亟需的是把前期策划、过程咨询、运营支撑、碳资产管理四段打通，实现‘单段交付’转向‘全链条经营’。”
作为一种新理念和新业态，零碳园区的落地对适配场景要求很高，项目前期的科学决策评估至关重要。“零碳园区不存在通用的标准化建设方案，必须遵循‘一园一策’、先研判后投资、先规划后建设的基本原则。需要从资源禀赋、负荷特征、产业结构、政策环境四大维度，搭建定性与定量相结合的项目准入评估机制。”协鑫能科新源公司总经理沈海兵告诉记者，“重点要做好核查区域风光资源与电网接入条件、研判用电负荷与用电曲线、甄别园区主导产业，评估区域政策配套与各方协同意愿等方面工作，核心是把风险研判、条件摸排等工作全部前置，在项目落地前把各类潜在隐患摸透，从源头减少后期推进的‘卡点’。”
绿色能源的落地考验
园区降碳，核心在电力。《通知》的附件《零碳园区碳排放核算方法（试行）》中明确要求，园区用电应优先通过绿色电力直接供应满足，原则是直接供应比例不低于50%，园区全口径清洁能源消费占比超过90%。
获取绿色电力的路径主要有两类：就近消纳与市场交易。前者包括场内自发自用、新能源就近接入增量配电网和绿电直连等；后者依托绿电交易、绿证认购两种方式，通过交易手段补充绿电缺口。
对于部分园区而言，满足50%的绿电直接供应存在较大的实操压力。“有四类情况存在较大困难，一是招商未完成的园区，可能实际负荷不到设计值的一半，按比例倒推要建大规模新能源，利用率低；二是负荷曲线与光伏不匹配的，如数据中心晚上也满负荷，光伏晚上发不了电，储能压力前置；三是对电价敏感的行业，当前绿电直连比代理购电贵2~4分/千瓦时，对于部分企业而言超过了承受线；四是长三角、珠三角等地屋顶资源饱和、周边无风电，要满足50%的绿电直供要求存在客观困难。”唐人虎告诉记者。
“绿电直连的模式要求负荷与电源深度绑定，源荷配比要求严格，这对于绿电缺口不到30%，但也有物理可溯源绿电需求的企业并不适用。需要有更灵活的绿电直供模式创新，促进新能源就近消纳的达成。”北京天润新能投资有限公司能碳事业部总经理伊洋表示。
近日，绿电直连“一对多”新政出台，打破了此前直连模式仅面向单一用户的限制，为零碳园区开展直连模式提供了制度支持。但多用户绿电直连意味着协调门槛更高：成本分摊、调度运维、计量结算、权责划分等都没有现成经验可循，需要在实践中摸索。此外，开展高比例的绿电规划，需以保障园区供能系统安全稳定为前提。
沈海兵表示，基于产业负荷特性、转型改造难度、外部政策约束，在绿电建设方面可设置差异化、阶段性提升路径，避免盲目一次性冲高绿电比例造成对电网的冲击与投资浪费。“外向型制造、算力数据中心园区等受碳边境调节机制、海外客户绿色供应链考核约束，中长期目标建议向95%及以上全额绿电供给靠拢，同步配套足量储能平抑负荷波动，满足产品碳足迹溯源硬性要求；综合型新建工业园区不存在存量设施改造制约，可直接以国家级指标为建设导向，在整体规划周期内稳步扩充绿电消纳规模，缩短清洁能源占比达标周期；存量高耗能园区改造难度大、改造成本高，叠加老旧配电、原有工艺多重限制，转型周期较长，需分阶段实施电气化、风光及储能配套升级，兼顾投资压力与电网安全。”沈海兵分析道。
“零碳园区与公用电网的关系，本质上是‘自平衡’与‘兜底’之间的博弈。这种博弈可以通过两个指标来衡量：一个是实时交换功率，反映园区瞬时功率交互的大小，另一个是全年交换电量，反映园区对公网的累计依赖程度。这两个指标越小，说明园区自平衡能力越强，对电网也就越友好。但减少对电网的依赖是有代价的，比如园区内部所配置的储能，除了调节电力平衡、实现电力安全外，还应尽可能通过电力市场机制，提升其收益能力。”北京大学鄂尔多斯能源研究院总工程师杨锦成分析道。
零碳园区配置高比例的新能源电源，需要深度挖掘系统的可调节能力，应对新能源发电的波动性。“不同行业可调负荷的安全边界各异，例如水泥磨机需考虑料位约束与产品标号稳定性、矿热炉需在温度窗口内操作防止炉况恶化、电解槽需维持安全电流区间防止设备损伤。当前缺乏公认的工艺调节安全边界标准，企业不敢调、平台不敢控，限制了可调负荷的规模。”伊洋分析道，“建议行业协会牵头制定工艺级负荷调节安全标准，明确各行业关键设备的调节范围、响应速度、恢复时间等安全参数，形成公认的调节安全边界。标准化安全边界可降低企业参与门槛，释放可调负荷潜力。”
某业内人士指出，要实现0.2~0.3吨/吨标准煤这个目标，不能只靠绿电，而是要把零碳电力、低碳供热、节能改造、资源循环和绿色基础设施统筹起来。“不同园区的资源禀赋、产业结构和用能特征不同，具体路径应该综合考虑这些因素。以零碳低碳供热为例，不同地区的技术路线就会有明显差异。有的园区周边具备核电、核能综合利用等条件，在安全可控前提下可以探索利用核能供热；有的园区工业企业集中，钢铁、化工、有色、建材等行业余热资源比较丰富，就更适合推进工业余热回收和多热源协同供热；有的地区生物质、地热等资源条件较好，可以结合资源禀赋发展生物质供热、地热供热；还有一些新能源资源比较丰富、热负荷相对分散的园区，可以探索绿电支撑下的热泵、电锅炉、储热等电气化供热方式。”该业内人士分析道。
如何实现园区与产业的双向奔赴
精准招商是零碳园区建设的重要内容，园区的产业结构通常决定了园区的碳排放总量与强度。什么样的产业适合进入零碳园区？零碳园区又如何通过产业选择助力实现自身的降碳目标及可持续运营？
结合用能负荷、碳排放强度及低碳诉求等方面，沈海兵认为，适配零碳园区的产业可分为三个梯度：高适配产业涵盖先进制造、算力中心、绿色商贸、生物医药等，负荷稳定且具备刚性碳足迹溯源需求；中适配产业包括通用装备、新材料行业，通过节能技改与电气化改造即可实现有效降碳；低适配产业为以传统化石能源为主的“双高”行业，改造成本高、降碳空间有限，不宜作为园区主导产业。
记者了解到，一些企业面对是否入驻零碳园区的决策，亦会存在一些顾虑。“比如建设标准的提升会带来额外投资。零碳园区对设备能效水平、余热回收、中水回用等有更高要求，这些设施的建设成本高于入驻普通园区，虽然长期能产生效益，但投资回收期往往在5~8年，甚至更久。对于建厂时更倾向于控制初始投资的企业来说，这是一道现实的门槛；同时，园区要完成考核，必须有一套统一的数据采集体系，但园内企业用电、用能数据透明化，可能意味着经营信息的暴露。数据采集与接入的前提是建立数据安全的制度性保障，否则企业永远有顾虑。”杨锦成指出。
某业内人士表示，对于能够把绿色低碳成本转化为市场收益的企业而言，进入零碳园区不是单纯增加减排成本，而是有可能通过更低的产品碳足迹、更稳定的绿色能源供给和更完善的绿色认证服务，获得订单、市场、融资和品牌方面的综合收益。
“园区不能只是说自己是零碳园区，还要讲清楚能为企业提供什么：多少比例的绿色电力，绿电价格是否有竞争力，供应是否稳定等等，以及能不能提供绿电溯源、碳足迹核算、绿色认证、节能改造、综合能源服务和绿色金融对接。企业也不能只看短期用能成本，而要综合评估绿色电力、低碳生产和产品碳足迹优势能够带来的市场收益。”该业内人士分析道，“这样一来，零碳园区招商就不再是传统意义上的‘给政策、给土地、给优惠’，而是从企业的绿色竞争力出发，提供更有针对性的低碳解决方案。只有把企业的市场收益和园区的低碳能力真正结合起来，零碳园区才能形成从建设到招商、从减排到发展的良性循环。”
当前，地方正在为第二批国家级零碳园区申报做准备。记者了解到，各地申报热情依然高涨，先争创省级零碳园区，再向国家级梯次递进。相较于第一批园区，第二批园区有望依托自身资源和产业特色寻求突破，呈现出更多差异化亮点。同时，首批园区已优选了基础条件较好的园区，第二批中西部等地区的园区可能面临负荷不足、招商引资周期长等实际困难，建设难度整体上升的现实挑战亦不容忽视。
对于第二批申报的园区，杨锦成建议，首先要务实，不要盲目求大求全。零碳园区建设对资源投入、组织协调和管理运营水平的要求都很高，必须基于当地资源禀赋和产业基础来制定方案，而不是追求“规模越大越好、标准越高越好”；第二，项目定位要有长期战略考量。零碳园区的真正价值在于通过“零碳”建设推动当地产业升级和发展模式转变，要把短期、中期、长期的利益结合起来考虑；第三，找到有综合能力的主体来参与。项目要真正落地，需要有效整合政府、园区管委会、电网企业、用能大户以及外部技术服务单位等多方力量，形成一个联合体。这个联合体必须能解决建设中的工程问题、管理问题、商业模式等等，在运营层面要形成强有力的组织保障。此外，在推进过程中，也要兼顾电网等各方利益诉求，寻求协同发展。
百亿元投资下的收益账本
零碳园区建设投资远超传统园区，需要建设大规模可再生能源设施、储能系统及智能化能源管理平台等基础设施。这类基础设施建设具有资本密集型特征，初始投资规模巨大且回收周期较长。中国投资协会能源投资专业委员会秘书长张杰指出，首批52个国家级零碳园区平均投资规模将达百亿元级别。大同经济技术开发区零碳园区专项规划披露，该园区重点项目投资预计达169.04亿元。
唐人虎表示，在成本结构上，电源工程占35%~45%，储能与调节资源占10%~18%，数字化基础设施占8%~12%，工艺节能改造占15%~25%，碳服务与软件平台占2%~4%。“大体说来，风电、光伏、能效提升属于投资回收快的，约5~8年，氢能、CCUS、长时储能偏慢，排资金计划时要分开算。同时，这其中还存在长周期资产和短周期考核的矛盾，比如光伏电站全生命周期为25年，储能为10~15年，但决策者的管理周期只有3~5年，如果决策者算账时只盯着前3~5年的收益，就会低估那些长周期项目的真实价值。”
零碳园区的回报主要依赖节能降耗、碳减排和绿色电力消纳带来的长期效益，收益来源包括能源销售、资产增值、碳配额与CCER交易以及综合能源服务费，但目前在回收机制方面尚未形成闭环。一个行业性的尴尬是，园区投了大量钱做减排，但碳交易和CCER的收益主要留在企业端，园区本身拿不到回报；此外，绿电和碳市场机制尚在发展中，价格波动大，收益预测存在较高的不确定性，且市场对零碳产品的认知度与支付意愿虽有提升，但尚未形成稳定、广泛的绿色溢价，企业投入的低碳改造成本难以通过市场途径完全回收，削弱了企业投入的内在动力。
多位业内人士认为，零碳园区建设应遵循“先易后难、先简后繁”的原则。优先选择技术成熟、投资回收期短的路径，先让园区的能源供给和碳管理基本盘转起来。对于CCUS、绿氢等前沿技术，目前仍面临成本高、商业模式不清晰、下游场景不明朗等问题，在制定技术方案时需慎重考虑。
零碳园区的成本压力不止于建设阶段，后续的运营维护同样需要持续投入。沈海兵告诉记者：“常态化的运维成本分为固定成本与可变成本两类：一是固定成本包含平台运维、设备维保、年度碳核查、零碳复评及运营团队人力成本，年度支出相对稳定；二是可变成本随园区运营状态浮动，主要包括绿电绿证增量采购费、设备大修费用、应急备用电力采购费以及新入驻企业配套碳管理服务费。整体来看，碳管理成本、绿电溢价成本、平衡成本等均是零碳园区有别于传统园区运营的成本增量。”
某业内人士指出，零碳园区的建设要充分发挥政策和金融工具的支撑作用。一方面，园区要深刻把握国家支持零碳园区建设的政策导向，围绕新能源开发利用、绿电直供、源网荷储、低碳零碳供热等重点方向，系统梳理符合政策要求、减排降碳潜力较大、前期工作较扎实的项目，形成项目清单，积极争取中央预算内投资、超长期特别国债等国家资金支持。另一方面，要用好绿色金融、转型金融等政策工具，主动对接金融机构、园区平台和综合能源服务商，完善项目收益测算、融资方案和风险分担机制，探索绿色信贷、绿色债券、合同能源管理、能源托管等模式，提高零碳园区项目落地和长期运营能力。
放眼长远，零碳园区要逐步实现市场化造血，不仅需要依托技术迭代降低建设成本，也需要市场机制的持续深化为新业态、新模式创造收益空间。“需要加快完善虚拟电厂参与市场、需求响应、碳交易等方面的机制，拓展园区收益渠道；建立全国统一的零碳价值核算标准，打破电力与碳市场的区域壁垒；此外，园区也要实现角色转换，从开发建设主体转型为长期综合能源运营商，构建稳定的现金流，实现生态、社会与经济效益协同发展。”沈海兵建议。
当前，我国零碳园区发展正处于试点示范向规模化落地的关键阶段，既需要国家层面进一步强化政策指导，也需要地方和园区结合自身条件探索出不同模式的“典型样板”。“国家级零碳园区承担着先行探索和示范引领作用，既要保持指标要求和建设标准的严肃性，也要充分考虑新模式成长需要过程。要围绕绿色电力供应、低碳供热改造、资源循环利用、碳排放核算、能碳管理平台建设等重点环节，持续加强对地方和园区的工作指导。”上述业内人士表示，“地方和园区要结合自身实际，在绿电直连、源网荷储一体化、低碳供热、增量配电网、绿色招商、能碳管理等方面积极探索，形成一批符合地方特点、具有推广价值的实践模式。对于一些方向明确、条件成熟、带动作用强的改革举措，要鼓励先行先试，在实践中不断完善机制、积累经验。”
